Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫХ И РЫХЛЫХ ГОРНЫХ ПОРОД
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫХ И РЫХЛЫХ ГОРНЫХ ПОРОД

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫХ И РЫХЛЫХ ГОРНЫХ ПОРОД

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: при обосновании емкостных параметров в практике подсчета запасов месторождений нефти и газа. Сущность изобретения: из отобранного при бурении керна выделяют образец, взвешивают его в воздухе и парафинируют. Парафинированный образец снова взвешивают в жидкости и в воздухе и помещают в экстракционный аппарат. После экстракции из образца воды и углеводородов его дезинтегрируют и определяют минералогическую плотность породы и объем твердой фазы с последующим вычислением объемов пор образца и самого образца. Расчет коэффициентов пористости водо- и нефтенасыщенности проводят по стандартным соотношениям.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2008648
Класс(ы) патента: G01N9/00
Номер заявки: 4928498/25
Дата подачи заявки: 18.04.1991
Дата публикации: 28.02.1994
Заявитель(и): Всесоюзный научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт
Автор(ы): Белов Ю.Я.; Петерсилье В.И.
Патентообладатель(и): Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтяной геологии и может быть использовано при обосновании емкостных параметров коллекторов в практике подсчета запасов месторождений нефти и газа.
Известен способ определения коэффициентов пористости, водо- и нефтенасыщенности горных пород [1] , включающий проведение геофизических исследований в скважине электрическими методами с замерами электрического сопротивления пород и определение коэффициентов пористости, водо- и нефтенасыщенности с использованием петрофизических зависимостей параметр пористости - пористость и параметр насыщенности - водонасыщенность, полученных лабораторными методами на образцах горных пород.
Однако ограничением данного способа является то, что вышеуказанные петрофизические зависимости можно получить лишь для хорошо сцементированных горных пород. Для слабосцементированных и рыхлых горных пород эти зависимости получить не удается в связи с тем, что образцы таких пород разрушаются при подготовке и проведении исследований. Это делает невозможным определение искомых коэффициентов.
Наиболее близким к изобретению является способ определения емкостных свойств горных пород [2] , включающий выделение из керна образца, экстракцию из него углеводородов и воды, высушивание образца, взвешивание его в воздухе, парафинирование образца, взвешивание его в воздухе и в жидкости известной плотности, дезинтеграцию образца, определение минералогической плотности породы и вычисление ее емкостных свойств, в частности пористости и кавернозности.
Недостатком этого способа является то, что определение искомых коэффициентов возможно лишь для хорошо сцементированных горных пород, а слабосцементированные и рыхлые породы разрушаются в процессе лабораторных определений.
Сущность изобретения состоит в том, что в способе определения емкостных свойств горных пород, включающем выделение из керна образца, экстракцию из него углеводородов и воды, высушивание образца, взвешивание его в воздухе, парафинирование образца, взвешивание его в воздухе и в жидкости известной плотности, дезинтеграцию образца, определение минералогической плотности породы и ее емкостных свойств, взвешивание и парафинирование образца производят до его экстракции, после которой определяют объем воды, выделившейся из образца, вычисляют его объем по формуле
vобр= - где Vобр - объем образца с ненарушенной структурой;
m1 - масса образца в воздухе;
m2 - масса образца с парафином в воздухе;
m3 - гидростатическая масса образца с парафином;
ρж - плотность жидкости, в которой производят взвешивание;
ρпар - плотность парафина, и по полученным данным с учетом плотности нефти рассчитывают коэффициенты пористости, водо- и нефтенасыщенности.
Достигаемым техническим результатом при использовании изобретения является расширение возможностей способа за счет дополнительного определения (помимо коэффициента пористости) коэффициентов водо- и нефтенасыщеннгости на одном образце слабосцементированных и рыхлых пород.
Изобретение основано на том, что парафинирование образца предохраняет его от разрушения при взвешивании в жидкости и до его экстракции, а новая формула, учитывающая массу образца с парафином в воздухе и гидростатическую массу, позволяет вычислить объем образца с ненарушенной структурой. Именно это дает возможность определять всю совокупность искомых параметров на одном образце. Без парафинирования же образца, выделенного из слабосцементированных и рыхлых горных пород, можно определить только один из указанных параметров.
Способ реализуют следующим образом.
В лаборатории керн очищают от бурового раствора, снимают глинистую корку и части, затронутые кольматацией - проникновением твердых из бурового раствора в поровое пространство внешних частей керна, выделяют из керна образец и взвешивают его на весах. Затем парафинируют образец - покрывают его оболочкой парафина известной плотности, опуская несколько раз образец в расплавленный парафин, и определяют массу образца с парафином в воздухе, а также его гидростатическую массу взвешиванием в жидкости известной плотности, например в воде. Во время парафинирования наращивают слой толщиной ≈1 мм, не оставляя пузырьков воздуха под и в слое парафина. Образец заворачивают в высушенную фильтровальную бумагу с известной массой и помещают в аппарат для экстракции. Экстракцию воды проводят, например, в аппарате Закса, с использованием органической жидкости, в которой нерастворима вода, например, толуола или ксилола, с замером выделившейся из образца воды. Толуол и ксилол являются органическими жидкостями, растворяющими углеводороды. Однако для ускорения процесса экстракции углеводородов из образца последний переносят в аппарат Сокслета, где экстракцию проводят с помощью более сильных органических растворителей, например спиртобензола. В процессе экстракции воды и углеводородов из образца растворяется также и парафиновая оболочка. После окончания экстракции образец высушивают и определяют его массу. Разворачивают фильтровальную бумагу, дезинтегрируют образец и определяют минералогическую плотность дезинтегрированных частиц, слагающих образец.
Затем производят следующие расчеты.
Вычисляют объем образца с ненарушенной структурой по формуле
vобр= - , где Vобр - объем образца с ненарушенной структурой;
m1 - масса самого образца в воздухе;
m2 - масса образца с парафином в воздухе;
m3 - гидростатическая масса образца с парафином;
ρж - плотность жидкости, в которой производят взвешивание;
ρпар - плотность парафина.
Определяют объем твердой фазы образца (объем частиц дезинтегрированного образца) по уравнению
vтф= где m4 - масса экстрагированного образца;
ρмп - минералогическая плотность образца.
Объем пор образца находят из соотношения:
Vпор = Vобр - Vтф.
В заключение проводят расчет искомых коэффициентов по следующим стандартным формулам:
коэффициент пористости
Kп= · 100%
коэффициент водонасыщенности
Kв= · 100%
коэффициент нефтенасыщенности
Kн= · 100% где Vв - объем извлеченной из образца воды;
ρв - плотность воды, извлеченной из образца;
ρн - плотность нефти, содержащейся в образце.
Этот параметр может быть определен, например, при исследовании пробы нефти, отобранной из изучаемого пласта.
Остальные параметры расшифрованы выше.
С помощью предлагаемого способа можно изучать не только нефте-, но и газонасыщенность породы. В этом случае коэффициент газонасыщенности определяют как
Кг = 100 - Кв.
Эффективность способа в сравнении с известными заключается в том, что он впервые обеспечивает получение на одном образце комплексной информации о емкостных свойствах слабосцементированных и рыхлых горных пород - о коэффициентах пористости, водо- и нефтенасыщенности, что может быть использовано для оценки промышленных запасов месторождений нефти и газа. Коллекторы нефти и газа, сложенные такими породами, имеют широкое распространение в различных регионах СНГ и в ряде зарубежных стран. Экономическая эффективность предлагаемого способа заключается в снижении капиталовложений в разработку и обустройство нефтяных и газовых месторождений благодаря повышению надежности оценки их запасов. (56) 1. Вендельштейн Б. Ю. Резванов Р. О. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М. : Недра, 1978, с. 64-174.
2. Авторское свидетельство СССР N 614365, кл. G 01 N 15/08, 1977.
Формула изобретения: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫХ И РЫХЛЫХ ГОРНЫХ ПОРОД, включающий выделение из керна образца, экстракцию из него углеводородов и воды, высушивание образца, взвешивание его в воздухе, парафинирование образца, взвешивание его в воздухе и в жидкости известной плотности, дезинтеграцию образца, определение минералогической плотности породы, с учетом которой рассчитывают емкостные свойства породы, отличающийся тем, что, с целью повышения производительности способа, взвешивание и парафинирование образца производят до его экстракции, после которой определяют объем воды, выделившийся из образца, затем вычисляют его объем по формуле
Vобp= (m2-m3) / ρж-(m2-m1) / ρпаp , ,
где Vобр - объем образца с ненарушенной структурой;
m1 - масса образца в воздухе;
m2 - масса парафинированного образца в воздухе;
m3 - гидростатическая масса парафинированного образца;
ρж - плотность жидкости, в которой производят взвешивание;
ρпаp - плотность парафина,
и по полученным данным с учетом плотности нефти рассчитывают коэффициенты пористости, водо- и нефтенасыщенности.